燃煤电厂大气污染物“近零排放”是当前的热点话题，已经引起全社会的关注，但是也存在若干争议，例如：定义模糊、标准不统一和它与社会总成本的关系等，从电力行业的健康发展来看，宜从“不预设立场”的原则出发，探讨电力行业和其他各行业污染物排放的现状，认真分析“近零排放”与社会总成本的关系，完整而准确地指导燃煤电厂“近零排放”工作。
1概述
近一年多来，燃煤电厂大气污染物“近零排放”已成为能源、电力、环境、科技甚至社会上的热点话题。国内一些新建电厂已按“近零排放”进行建设，为数不少的现役燃煤机组已列入“近零排放”改造计划，部分按“近零排放”项目相继投产运行，国内科研管理部门抓紧攻关、环保产业界紧紧跟进、媒体持续跟踪、专家学者纷纷解读、宏观经济调控部门也正在研究是否把“近零排放”纳入到宏观决策之中，使得燃煤电厂“近零排放”成为当前电力行业和环保行业的热点课题之一。本文将采取“不预设立场”的原则，对这一热点问题进行探讨。
2燃煤电厂污染物排放标准浅析
2.1对“近零排放”概念的讨论
当前燃煤电厂“近零排放”的概念提法在社会上存在不同的看法，大家一般都是以“燃机排放标准”作为判据，对排放标准直接进行表面化的理解。实际上，国内外并没有公认的燃煤电厂大气污染物“近零排放”的定义，实际应用中多种表述共存，如“近零排放”、“趋零排放”、“超低排放”、“超净排放”、“超洁净排放”、“低于燃机排放标准排放”等等。
从各种表述和案例中分析得出的共同特点，它们都是把燃煤电厂排放的烟尘、二氧化硫和氮氧化物三项大气污染物（未包含二氧化碳等）与《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）(以下简称“排放标准”)中规定的燃机要执行“大气污染物特别排放限值”（以下简称“特别排放限值”）相比较，将达到或者低于燃机排放限值的情况称为燃煤机组的“近零排放”，这个标准是否合理和合适是需要进一步调查研究和分析论证的。
2.2燃煤电厂污染物排放标准
关于污染物排放标准，同世界各国一样，我国《环境保护法》、《大气污染防治法》都明确规定，污染物排放标准是依据环境质量标准和国家的技术、经济条件制定的。美国、欧盟等制定火电厂大气污染物排放标准所依据的技术原则为“最佳可行技术”。
因此，不论是燃机还是燃煤机组，科学合理的大气污染物排放限值与最佳可行技术是相一致的，而且排放限值的大小也是随着技术、经济条件的变化而变化的。如，我国从1973年《工业“三废”排放试行标准》对火电厂大气污染物排放有要求以来，1991年、1996年、2003年、2011年已经多次修订。
由于不同地区对环境质量的要求不同，技术、经济条件也有所不同，我国法律规定地方政府可以制定严于国家排放标准要求的地方排放标准，况且2011的“排放标准”提出了重点地区执行特别排放限值的新规定。因此，电力行业对“近零排放”的投入产出比及其对生态环境的改善效果存在较多争议。
随着主要发达国家对空气质量要求的提高，各国对燃煤电厂大气污染物排放标准不断进行修正，并日趋严格。主要发达国家与中国燃煤电厂排放标准对比见表1～表4。从各表对比可知，德国燃煤电厂烟尘排放标准最严，中国与美国、欧盟的排放标准相近；我国新建燃煤电厂的SO2及NOx排放标准严于日本和欧美发达国家，即便是2003年前建成项目的排放要求均已达到国际先进水平；目前制订燃煤电厂汞排放标准的国家不多，美国标准是当今世界上最严格的汞排放标准。
不难发现，我国现行的《火电厂大气污染物排放标准》已经是世界上最严、史上最严的排放标准，尤其是对特殊地区的特别排放限值要求已经大大超越了“最佳可行技术”的范畴。通过初步的调研与统计分析可知，只要全国所有电力企业做到了稳定达标排放，初步测算后全国电力烟尘、SO2、NOx三项污染物年排放量之和仅约800万吨。
而美国现在仍然有三分之一的燃煤电厂没有安装脱硫装置，但其环境质量是优质的。德国鲁尔工业区人口近600万人，人口密度与北京相当，面积约4600平方公里，不到北京市1/3，而有1000万千瓦左右的燃煤发电能力和数千万吨钢铁的年生产能力，但2012年鲁尔区所有空气质量监测站中测得的PM2.5也只有21微克/立方米，远远小于北京。
这些已有的国外先进经验，都值得和要求我们深入开展燃煤电厂“近零排放”的专题研究，最终实现燃煤电厂与环境保护、社会进步之间的和谐发展。
2.3国内燃煤电厂“净零排放”现状及隐情
伴随雾霾问题的日趋严重，国家进一步加大了污染控制的力度，特别排放限值提前实施，要求电力行业加快治理步伐。但是我们也不能忽视近年来，电力企业对执行世界最严的排放标准中存在的标准过严难以达标的问题，以及要求出台相关经济政策等方面都有着强烈诉求的现状。
在国家有关部门对电力排放的监管中，部分机组因不能满足环保要求被通报限期改正。但是，在这样困难的条件下，部分电力企业却开始“主动”提出比特别排放限值更严要求的“近零排放”方案并开始付诸行动。
这些企业开展“近零排放”的原由主要表现在以下方面：为了对企业有利的新煤电项目的审批；为了防止过度关停还处于“青壮年”且有良好效益的煤电机组；害怕政府让企业实施燃气替代煤电从而付出比“近零排放”高出约数倍的成本，等等。
因此，电力企业“主动”推动“近零排放”的现状，让我们有必要认真分析其主要原因是真正为了环保，还是为了企业自身的生存与发展利益；有必要认真研究这种方式的科学性和合理性，其实际成效与得失以及对整个社会造成的长远影响；有必要从国家和政府层面开展正确引导和规范。
3燃煤电厂控制污染物排放技术水平
3.1电力环保技术应用及发展情况
我国环保产业界特别是为燃煤电厂直接服务的主流环保产业界，在国家强力推进高标准环保要求下，积极参与火电厂的技术升级，大力进行大气污染控制设备建设和改造，为电力建设的壮大和可持续发展立下了汗马功劳，也使我国火电厂污染控制水平总体达到了国际先进水平；
另一方面，一些电力企业积极响应国家号召和要求，不断通过自身的技术创新，也实现了世界领先的节能减排成效。在燃煤电厂“近零排放”方面，环保产业界在强大的机遇和压力下迎难而上，加强了技术创新力度和提高了服务水平；各大发电公司也积极适应新形势和新要求，开展自主创新工作，取得了不少的成效。
但是，大型燃煤电厂大气污染控制所采用的除尘、脱硫、脱硝主流技术和主体工艺、设备，近几十年来并没有重大突破也是客观存在的现实。
世界范围内基本上都是采用上世纪中后期开发的成熟技术。从已经实现“近零排放”燃煤电厂所采用的技术看，主要采取的措施包括：对已有技术和设备潜力（或者裕量）的挖掘、辅机的改造、系统的完善与优化、大马拉小车式的设备扩容量、材料的不断升级与改进、高端和昂贵设备的投入使用等。
如，除尘要采用的湿式电除尘器已在我国冶金等行业有广泛应用，但在电力行业，除了日本个别电厂采用之外，仍未能普遍采用；二氧化硫控制采用的石灰石-石膏湿法脱硫技术改进主要是以增加系统的裕度和复杂度为基础，如原来脱硫吸收塔喷淋层为3层，现改为5层或者增加一个吸收塔；氮氧化物控制仍采用常规选择性催化还原法，仅仅是单方面增加催化剂用量。
另外，严格要求煤质含硫量低、灰份较低、挥发份高、低位发热量高、确保机组负荷运行相对平稳等都是实现“近零排放”的必要条件。
3.2燃煤电厂污染物排放量计算
以一台实际的300MW烟煤机组为例，烟气中氧量为6%，过量空气系数为1.4，标态烟气量是116.3万m3/h。同样300MW燃气轮机的烟气氧量是15%，过量空气系数为3.5，标态烟气量是214.1万m3/h。按照排放标准中规定的燃气轮机排放限值计算，燃煤电厂的单位发电量污染物排放量为：烟尘19mg/kWh、二氧化硫136mg/kWh、氮氧化物194mg/kWh，燃气轮机的单位发电量污染物排放量为：烟尘36mg/kWh、二氧化硫250mg/kWh、氮氧化物357mg/kWh，具体计算见表5。
两者对比不难发现，在相同发电量下燃煤机组的烟气量远小于燃气轮机的烟气量，在同样的排放浓度条件下，燃煤机组的单位发电污染物排放量更低。
3.3燃煤电厂污染物测量
根据国家环保部颁布的《固定污染源烟气排放连续监测技术规范》（HJ/T75-2007）中“7.4参比方法验收技术指标要求”规定：烟尘浓度小于50mg/m3时，绝对误差不超过15mg/m3；二氧化硫浓度等于或低于57mg/m3时，绝对误差不超过17mg/m3；氮氧化物小于或等于41mg/m3时，绝对误差不超过12mg/m3。
再根据环保部《固定污染源废气二氧化硫的测定非分散红外吸收法》（HJ629-2011）、《固定污染源废气氮氧化物的测定非分散红外吸收法》（HJ692-2014）、《固定污染源废气氮氧化物的测定定电位电解法》（HJ693-2014），二氧化硫的测定下限10mg/m3；一氧化氮（以NO2计）和二氧化氮的测定下限12mg/m3。一些燃煤电厂“近零排放”项目的监测值低于测定下限甚至低于检出限也是客观存在和无法回避的问题。
4我国社会全行业污染物排放分析
4.1污染物排放基本状况
污染物排放作为一个全社会的系统治理工作，应该从社会生产全行业和全过程的角度来整体分析和综合论证。根据中科院大气所对全国主要污染物排放特征的分析，以全国环境统计公报（表6）数据为基础进行分析可知：
（1）2012年全国SO2排放量为2117.6万吨，其中工业SO2排放量占全国排放总量的90.3%，城镇生活SO2排放量占全国排放总量的9.7%；2007年全国SO2排放量为2468.1万吨。其中工业SO2排放量占全国排放量的86.7％，生活SO2排放量占全国排放量的13.3%。
（2）2012年全国NOx排放量2337.8万吨，其中工业NOx排放量占全国排放总量的70.9%，城镇生活NOx排放量占全国排放总量的1.7%，机动车NOx排放量占全国排放总量的27.4%。2007年全国NOx排放量为1643.4万吨，其中工业NOx排放量占全国排放量的76.7％；生活NOx排放量占全国排放量的23.3%。
（3）2012年全国烟（粉）尘排放量1234.3万吨，其中工业烟（粉）尘排放量占全国排放总量的83.4%。城镇生活烟尘排放量占全国排放总量的11.6%；2007年全国烟（粉）尘排放量为986.6万吨。其中，工业烟（粉）尘排放量占全国排放量的78.2％；生活烟（粉）尘排放量占全国排放量的21.8%。
表6全国主要污染物年度排放量对比单位：万吨
根据清华大学研究的2012和2007年全国SO2、NOx、PM10、PM2.5排放量对比分析表7~表10可知，经过多年的技术升级和工程实践，电力行业污染物减排对全社会的污染物排放控制起到了重要作用。
表7：2007和2012年全国SO2年排放量单位：万吨
表8：2007和2012年全国NOx年排放量单位：万吨
表9：2007和2012年全国PM10年排放量单位：万吨
表10：2007和2012年全国PM2.5年排放量单位：万吨
由表7~表10可知，（1）SO2全年排放量，电厂5年后减少47.6%，工业增幅为9.6%，交通和民用增幅分别高达62.5%和36.7%；同时2012年工业年度排放总量为电厂排放总量的2.24倍。
（2）NOX全年排放量，电厂5年后减少7.3%，工业增幅为29.1%，交通和民用增幅分别高达33.7%和10.4%；同时2012年工业年度排放总量为电厂排放总量的1.25倍。
（3）PM10全年排放量，电厂5年后减少38.8%，工业增幅为17.2%；同时2012年工业年度排放总量为电厂排放总量的8.71倍。
（4）PM2.5全年排放量，电厂5年后减少41%，工业增幅为15.7%；同时2012年工业年度排放总量为电厂排放总量的9.63倍。
4.2污染物排放特点分析
（1）火电企业污染治理水平较高，环境污染贡献率较小。大部分文献认为火电企业对环境SO2、NOx、PM10贡献率较小。我国实行了世界上最严格的燃煤电厂大气污染物排放标准。燃煤机组采用了当今最先进的大气污染控制技术。
95%的燃煤机组采用高效电除尘，除尘效率达到99.8%以上，90%以上的燃煤机组采用了石灰石－石膏湿法脱硫，脱硫效率95%以上，已安装和正在安装烟气脱硝的燃煤机组容量达到7.3亿kW。对于重点地区，积极开发应用多污染物协同治理技术，可进一步提高污染物排放控制水平。目前尚无必要对现行标准进行修改或提出更加严格的排放限值。
（2）冶金行业排放控制潜力较大。以2012年为基准年，如果全部烧结机配备高效脱硫设施可减排SO2约180万吨。如果钢铁企业全部达标，可减排烟粉尘113万吨，SO2约138万吨。对于排放标准，应提高NOx排放要求。
（3）建材行业减排空间较大。建材行业重点应推广减排技术，落实新标准。如果建材行业排放达标，预计在2012年基础上烟尘、SO2、NOx可分别减排84.9、165.8和135万吨/年。对于石灰行业需加快制定排放标准。
（4）化工行业可进一步降低污染排放。化工行业通过落实新的排放标准，预计在2012年基础上烟尘、SO2、NOx可分别减排1.86、36.9和35万吨/年；通过清洁燃料替代，预计在2012年基础上烟尘、SO2、NOx可分别减排3、43.2和41.4万吨/年。
（5）民用及分散用煤量大面广，污染控制水平低、难度大。我国燃煤工业锅炉大约有46万台，年耗煤7.3亿吨，排放颗粒物160万吨，SO2为718万吨，NOx为271万吨，部分地区存在污染物排放不达标现象。我国居民用煤每年3亿吨，基本没有污染物排放控制措施，每年排放约颗粒物180万吨，SO2为675万吨，NOx为180万吨，远大于工业锅炉的污染物排放量。
不难发现，与排放标准严格和技术先进的电力行业污染物排放相比，当前国内社会全行业污染物排放现状是，国内的小型工业锅炉标准滞后，实际污染物排放严重，监管情况和达标率均有待提高；冶金行业部分减排标准距离先进水平尚有距离；建材中水泥、陶瓷、墙体材料行业虽制定了先进的排放标准，但达标率不高，污染物排放强度相对较大，需加快推广先进技术；石灰等行业尚无对应标准，急需制定。
5我国燃煤电厂社会总成本问题
5.1燃煤电厂社会总成本分析
一般来讲，某种发电方式的社会总成本，是指采用该种发电方式时社会必须付出的全部费用，它包括内部成本和外部成本。内部成本指的是发电成本；外部成本包括污染成本、资源消耗成本、环境保护和用于人体健康等方面的成本。
事实上，对比分析多种发电方式可知，燃煤火电的内部成本虽然较低，但燃煤造成的大气污染等问题突出，从而导致其外部成本较高。以100万千瓦的火电厂为例，年耗煤为300万吨，每年向大气环境排放SO2为6.5万吨，灰尘76万吨，氮氧化物2.7万吨，CO2为2000吨，碳氢化合物400吨。
燃煤造成的大气污染，除了人们已了解的烟尘、SO2和NOx污染外，还有微重量金属的污染、多环芳烃的污染、放射性污染等。因此燃煤电厂社会总成本中的关键因素是外部成本。
5.2燃煤电厂社会总成本与“近零排放”关系探讨
针对燃煤电厂“近零排放”的研究，从投入和产出的平衡关系出发，从确保电力行业乃至社会进步的可持续发展上看，必然要全面和深入研究燃煤电厂“近零排放”与其社会总成本的关系，以社会总成本最优的环境经济学原理来指导燃煤电厂的合理排放。
在经济学和金融学中，边际成本指的是每一单位新增生产的产品（或者购买的产品）带来的总成本的增量。边际成本一般随着产量(Output)的增加，边际成本会先减少，后增加。
对于污染治理成本分析分析可知，不论对一个企业的污染治理，还是对区域的污染治理，通常污染物的排放治理边际成本随着污染治理效果提高而最大，例如除尘效率为90%时再去除每千克烟尘治理的费用要远远大于除尘效率为10%时再去除每千克烟尘治理的费用。
当治理效率很高如超过90%时，边际成本往往呈倍数甚至指数增长。因此合理确定污染治理成本的边际成本值得认真研究。
不论是从现有的环保技术进展来看，还是从二十多年前的环保技术来看，在不考虑成本的前提下，理论上都是可以做到真正的“近零排放”。但是，从环境效益、经济效益和综合效益三方面来整体评价污染控制技术选择是否正确和得当，是环境经济管理的核心，也将最终决定“近零排放”能否大面积实施。
6现阶段应做的工作
现阶段，我们应坚持“不预设立场”的原则，客观和公正地做好下列工作：
（1）通过广泛调研和认真总结工程实践，客观评判我国燃煤电厂的环保技术现状和实际应用成效，找准电力行业定位，为后续电力行业的污染物排放技术选择与应用提供技术保障。
（2）全面分析与研究电力、化工、冶金和水泥等全行业的环保标准和实施现状，以客观和全面的基础调研数据作为基础，对比各行业对污染物排放贡献率的基础上，充分挖掘各行业的减排潜力，为电力行业的污染物合理与科学排放找准切实可靠的工作目标和努力方向。
（3）广泛调研和认真总结国内“近零排放”项目的建设和投产运行中的经验，根据燃煤电厂“近零排放”的工艺特点、技术水平、运行维护，以及社会效益和经济效益进行综合性研究，统筹考虑各方利益与关系，运用社会总成本最优原理，深入研究燃煤电厂“近零排放”的合理性和合适性。
7结语
我国电力行业实行了全世界最严格的燃煤电厂大气污染物排放标准，对于我国目前平均含硫量超过1%、灰份近30%、以及大量低挥发份的电煤来讲，即便是实现特别排放限值都已经非常困难，在国内现有的经济条件下，全面推行“近零排放”燃煤电厂，是否符合我国现阶段的国情，是否存在较大经济风险等问题都是值得认真研究的。
行业的健康发展要求我们立足于我国的能源、环境、技术与经济的实际情况，通过认真调研、科技创新和各行业的统筹协调，科学和合理地实施燃煤电厂“近零排放”工作，推动电力行业的健康和可持续发展。